Este documento trata sobre la recuperación mejorada de petróleo (EOR) mediante la inyección de polímeros. Explica que la EOR es una etapa de producción terciaria que inyecta sustancias químicas para aumentar la recuperación de petróleo después de las etapas primarias y secundarias. Se detalla que la inyección de polímeros reduce la viscosidad del agua inyectada, mejorando la eficiencia de desplazamiento del petróleo y aumentando la recuperación en un 5-15%. También resume los

1. Geología del petróleo
Sistemas petrolíferos
EOR 101

2. Sistema PetrolÍferos
¿Qué es un yacimiento?
Formación de hidrocarburos
Sobre los depósitos
Recursos
Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)
¿En qué consiste el EOR?
Química
Los principios de Inyección de Polímero
La interacción disolvente del Polímero
Degradación del polímero y estrategias para minimizarla
El uso de Surfactantes y Alcalinos en EOR
SNF en Recuperación Mejorada de Petróleo
Servicios polivalentes de ingeniería
Proyectos
04
05
06
08
10
12
14
16
18
20
Indice

3. 4
Un yacimiento petrolífero, o yacimiento de petróleo y
gas, es una acumulación de hidrocarburos bajo la su-
perficie, contenidos en formaciones de roca porosa o
fracturada. Los hidrocarburos de origen natural, como el
petróleo crudo o el gas natural, están atrapados por una
capa de formación rocosa de baja permeabilidad.
La mayor parte de los hidrocarburos se encuentran atra-
pados dentro de rocas sedimentarias, formadas en la
superficie de la tierra debido a varios procesos incluyen-
do erosión, precipitaciones y actividad biogénicas.
Qué es un Yacimiento?
Litología
Arenisca
Carbonato
Otras (Esquisto)
60%
30%
10%
21%
37%
42%
37%
61,5%
2,5%
Yacimiento Petrolífero
Abundancia del tipo de
roca
Producción por tipo de
roca
Torre de perforación
Muestra de núcleo para el estudio del
yacimiento.
Sistemas Petrolíferos
Dependiendo del origen podemos distinguir:
Rocas Clásticas
Formada a partir de rocas pre existente por erosión,
transporte, trasformación y depositación. Estas in-
cluyen Areniscas, Conglomerados, Limolitas y Es-
quisto.
Carbonatos
Rocas formadas a partir de componentes orgánicos y
precipitaciones químicas; incluyendo Caliza, Dolomi-
tas y Creta.
25
cm
5 cm 100 µm

4. 5
t
Gas
Petróleo
Agua
Roca no porosa
Roca Madre
Materia
orgánica en
sedimentos
Deposición en el
fondo del mar o lago
La materia orgánica
es enterrada.
Incremento de
temperatura y presión
Craqueo termico y
formaciòn de
hidrocarburos.
Migracion,acumulacion
enelinteriordel
yacimiento
} Roca yacimiento
Sistemas Petrolíferos
Unsistemapetrolíferoestáconstituidopor:rocamadre,
canal de migración, roca almacén, trampa y sello. Un
tiempo relativo apropiado de estos elementos y un
proceso de generación, migración y acumulación son
necesarios para que los hidrocarburos se acumulen y
se conserven.
Los hidrocarburos son generados a partir del craqueo
térmico de la materia organica acumulada en un
roca generadora. Temperaturas (>50 °C) y tiempo son
necesarios para llevar a cabo esta formación.
FORMACIÓNDEHIDROCARBUROS
Diferentes tipos de trampas de hidrocarburo existen:
Anticlinado, Falla, Trampa estratigráfica, Domos salinos,
...
Anticlinado
Trampa estratigráfica Domos salinos
Roca porosa
roca no porosa
sal
gas
petróleo
Falla
Gas
Materia
FORMACIONDEHIDROCARBUROS
+
+
+
+
Superficie
Metano Biogenico
Biomarcadores
Diagenisis
Catagenisis
Ventana
de
Petróleo
Ventana
de
Gas
Metagénesis
Zona
inmadura
Petróleo
Gas Humedo
Gas Seco
Cantidad de hidrocarburos generados
Grafito
Profundidad

5. 6
Las características de la generación de petróleo y gas
dependen del tipo de materia orgánica y el proceso de
maduración. Algunos hacen la distinción entre recursos
convencionales y no convencionales: los yacimientos
no convencionales requieren técnicas específicas y a
menudo costosas para ser explotados.
Recursos no convencionales:
ejemplo de yacimientos de baja permeabilidad “Tight
Gas”
En los yacimientos no convencionales “Tight Gas”,
los poros están irregularmente distribuidos y la baja
conectividad debido a capilares estrechos dan como
resultados una muy baja permeabilidad. El flujo de
gas a través de estas rocas es generalmente bajo y se
requieren de métodos especiales para producirlo, como
ejemplo Fracturamiento Hidráulico.
Yacimientos no convencionales
Al contrario de los sistemas convencionales, los recur-
sos no convencionales no son fácilmente producibles
con tecnología existente (yacimientos de baja permea-
bilidad o aceites de alta viscosidad.
Roca Madre de Hidrocarburos
El aceite de esquisto o el gas de esquisto son directa-
mente extraídos de la roca madre por métodos de frac-
turamiento.
Recursos
Acerca de los yacimientos
Siglas
OOIP: Petróleo Original en Sitio
EOR: Recuperación Mejorada de Petróleo
CEOR: Recuperación Mejorada de
Petróleo por Métodos Químicos
PF: Inyección Polímero
SP: Inyección Surfactante y Polímero
ASP: Inyección Alcalino Surfactante Polimero
PAM: Poliacrilamida
HPAM: Poliacrilamida Parcialmente
Hidrolizada
MW: Peso Molecular
Da: Dalton (unidades de peso molecular)
IFT: Fuerza de Tension Interfacial
PSU™: Unidad de Corte de Polímero
PIU™: Unidad de Inyecciòn de Polímero
E&I : Electrico e Instrumentaciòn
HMI : Interface Hombre - Maquina
FAT : Prueba de aceptación de Fábrica
SAT : Prueba de aceptación en Sitio
VSD : Variador de Velocidad
3%
9%
56%
16%
8%
1%
7%
América
del Norte
América Central
y del Sur
Europa
Euro Asia
Fuente:
Información de Energía estadounidense Administración del Diario del Aceite y De gas (2007)
El aceite incluye el petróleo crudo y el condensado
Medio Este
Africa
Asia y
Oceanía

6. 7
Yacimientos convencionales
Pequeños volumenes
Fáciles para desarollar
Yacimiento
no convencionales
Altos volumenes
Dificil para desarollo
Enormes volumenes
difíciles para desarollar
Petróleo
Aceite «Tight»
Aceite pesado
Arenas bituminosas
Aceite de esquisto
Accesibilidad
Costo
Metano de carbón
Lutitas gasíferas
Gasdearenascompactas
Gas hidratado
arenisca de gas «Tight» (Espacio en azul)
Puente Piramidal
Gas

7. 8
¿En qué consiste el EOR?
Recuperación Mejorada de Petróleo ( EOR)
La producción de hidrocarburos esta divida en 3 etapas:
Producción Primaria: Depletación
El petróleo es naturalmente producido gracias a la
energía inicial almacenada dentro del yacimiento;
Producción Secundaria
Con el fin de mantener la producción y la presión del
yacimiento, agua (o ciertas veces gas) es inyectado para
empujar los hidrocarburos;
Producción Terciaria
Inyección de substancias específicas para incrementar
el recobro (gas, químicos, vapor,…)
descubrimiento. Los costos asociados a la exploración
y extracción aumentan (yacimientos ultra profundos
costa afuera, Circulo Ártico…). Como tal, incrementar el
factor de recobro al 1% se traduciría en 60 billones de
barriles extra.
Los métodos EOR son aplicados a yacimientos
conocidos, la infraestructura se encuentra localizada y
el mercado para hidrocarburos es disponible.
La inyección de polímeros es una rentable técnica
EOR probada por más de 40 años en aplicaciones
comerciales permitiendo un recobro de petróleo
adicional del 5 al 15%. Los mejores proyectos
comerciales han incrementado alrededor de 1 barril de
petróleo por cada USD$1 a USD$3 de polímero (costa
adentro).
La adición de poliacrilamidas solubles en agua
incrementa la viscosidad del agua y ayuda a barrer el
petróleo con mayor eficiencia. El primer paso consiste
en evaluar el potencial a través de una inyección piloto.
Un piloto es un buen paso para probar la eficiencia:
Despliegue rápido (Unidades Modulares)
Bajos costos
Bajos riegos
Producción primaria
Flujo natural y técnicas de
levantamiento artificiales
(bombas)
Recobro segundario
Inyección de agua o manteni-
miento de la presión
Recobro Terciano
Métodos de recuperación
mejorada del petróleo.
Gas
CO2
, Nitrógeno, Aire
Térmico
Vapor In situ combustión
Agua caliente
Producto Químico
Polímeros (PF)
Surfactantes Polímero (SP)
Reactivo alcalinos (ASP)
Otros
Microbiano
35 % del petróleo original en sitio (OOIP) es producido
después de las etapas de producción primaria y
secundaria.
Esto quiere decir que el 65% del petróleo remanente
después de la recuperación producción secundaria se
encuentra atrapado dentro de los poros por diferentes
fuerzas.
No hay duda que la demanda mundial de petróleo
aumentara a largo plazo. Pero las reservas no son
generalmente remplazadas y se requiere de nuevos
descubrimientos de yacimientos “Gigantes”.
Solo la perforación es costosa: esto requiere un
gran capital de inversión, y la tasa de perforación
es inversamente proporcionar a la tasa de
Incremento
EOR
Tiempo
Flujo
de
producción
de
Petróleo
Inyección
de
Polímero
Fluido de Inyección Bombas de Inyección
Pozo Inyector Pozo Productor
Incremento
EOR
Tiempo
Flujo
de
producción
de
Petróleo
Inyección
de
Polímero
Fluido de Inyección Bombas de Inyección
Pozo Inyector Pozo Productor

8. 9
Recuperación Mejorada del Petróleo (EOR)
El sistema de inyección modular puede ser ajustado
a las líneas de inyección existentes: No se requiere la
construcción de nuevas infraestructuras, se utiliza el
agua disponible para la inyeccion de polímero.
Después de esta etapa, un despliegue en la totalidad
del campo puede ser considerado.
La inyección de polímeros reduce los costos
relacionados al manejo de agua. El proceso
requiere menos cantidad de agua para recuperar la
misma cantidad de petróleo, por lo que los costos
relacionados al tratamiento y manejo de aguas son
reducidos.Elaguaproducidalacualcontienepolímero
puede ser reutilizada para futuras inyecciones. A largo
plazo, la inyección de polímero puede ser menos
costosa que los métodos por inundación de agua. Las
condiciones preferibles para la inyección de polímero
son petróleos ligero y medio pesado, baja salinidad,
media a alta permeabilidad del yacimiento, bajas
temperaturas (por debajo de 100°C). Aunque, nuevos
polímeros pueden resistir duras condiciones: 140 °C y
alrededor de 200g/L de salinidad total.
Cuanto antes mejor: la implementación de la
inyección de polímeros a comienzos de la vida de
un campo ayuda a incrementar la cantidad final de
petróleo recuperado.
1976 - 1982
Historia de proyectos químicos EOR
1989 - 2000
2010 - 2015
Más de 320 inyecciones quimicas en US
East Coalinga
Taber – Manville
West Yellow Creek
North Burbank
Gran éxito en China
Daqing : El mas grande proyecto de inyecciòn de polí-
mero resultando en un incremento del 12% en la recu-
peracion de OOIP
Más de 50 inyecciónes de polímero
Más de 170 proyectos
China (Daqing cont’d)
Oman PDO Marmul
Suriname
Indonesia
Canada (more than 30 polymer inj.)
Rusia y Kazajistan
Europa
Latino America
India
Sistemas modulares conectado a líneas de inyección existentes
Flujo de
Producción
Corte de
Agua
Flujo de
Petróleo
Inyección de Agua Inyección de polímero
9
-
-
+
80
60
40
20
0.11 10 100 103
RF ~60%
+
80
60
40
20
0.11 10 100 103
% Factor de Recobro
RF~35% Promedio mundial
% Factor de Recobro
40 a 50%
Inyección
Agua o Gas
40 a 50%
Inyección
de agua
20 a 30%
Inyección
de agua
30 a 40%
Inyección
Agua o Gas
30 a 40%
Inyección
de agua
+10 a 20%
Alcalino / Surfactante / Polímero
+5 a 15%
Solo Polímero
+5 a 15%
Solo Polímero
20 a 30%
Inyección
de agua
5 a 20% Inyección de agua
5 a 15% Inyección de agua
Viscosidad del
Petróleo (cp)
Viscosidad del
Petróleo (cp)
Factor de Recobro de Petróleo Primario y Secundario
Factor de Recobro de Petróleo Terciario

9. 10
Se puede ejecutar en paralelo y acortar
(orden de semanas) Usando unidades
estándar
Algunas Claves:
Polímero es inyectado de 5 a 25 años.
Rangos de concentraciones típicas de inyección van
desde 1000 a 15000 ppm de polímero activo.
Inyección de al menos 0.3 del volumen poroso:
cuanto más mejor.
Inyección de flujos de alta viscosidad, recomendado
en algunos casos.
Incrementos de petróleo con intervalos de polímero
del 5% al 15% OOIP.
Inyección de polímeros =
inyección de agua viscosa • riesgo limitado
La inyección de polímeros aplica cuando el radio de
movilidad durante la inyección de agua es desfavo-
rable o cuando el yacimiento es heterogéneo (incluso
con radio de movilidad favorable) para recuperar pe-
tróleo no barrido.
¿Cómo diseñar un piloto exitoso?
Los principales criterios a tener en cuenta al diseñar
un piloto de inyección son:
Corto espaciamiento / Tiempo de residencia entre el pozo
inyectoryelpozoproductorparaacelerarlarespuesta.
Buena conectividad entre los pozos
Modelo de los pozos productores donde el petróleo
incremental puede ser aislado para cálculos.
Buena inyectividad del agua > Buena inyectividad del
polímero
Pruebas para comprobar máximos caudales y
viscosidad aceptados por el yacimiento.
Micro fracturas pueden ser usadas para mejorar la
eficiencia general.
Saturación del petróleo relativamente alta
( > Saturación de petróleo residual).
Una inyección piloto puede empezar bastante rápido
usando los equipos estándares.
Inyección de polímero
Inyección de agua
Selección
del polímero
Estudios de
laboratorio
Equipos
Diseño de ingeniería
Instalación del campo
Puesta en marcha
Operación
Mantenimiento
2 semanas 1-6 meses 6-8 meses 8 meses 5 - 25 años
Prueba de inyectividad
Aprendizaje para
la validación de
los parámetros de
flujo
Validaciónde
tecnología
Evaluacióndefactores
derecuperación
Desarrollo a escala
grande
Pilóto Campo
1 - 3
meses
Unidad de
inyección portátil
Selección portátil
6 - 18
meses
Unidad sistemas
de seguridad
Disolución /
Equipo de
inyección
5 - 25
años
Sistemas de segu-
ridad plantas de
inyección en el sitio
Polímero de lo-
gística suministra
disolución de
almacenaje
Principios de la inyección de
Polímeros
Química
Período
Instalaciones
Parámetro crítico

10. 11
Química de SNF
Química
Ejemplo de un co- polímero aniónico de acrilamida y ácido acrílico
Dos Familias de polímeros:
• Biopolímeros
• HPAM: Poliacrilamida Hidrolizada (polímeros
sintéticos)
Un buen ajuste químico puede ayudar a limitar el
cizallamiento y la sensibilidad a las sales de los
polímeros sintéticos.
SNF desarrolla y fabrica polímeros hechos a la medida
basados en Acrilamida. Polímeros hidrosolubles con
alto peso molecular son frecuentemente utilizados
para incrementar la viscosidad.
Acrilamida
Soda
cáustica
Poliacrilamida aniónica
Acrilato de Sodio
Excelente inyectividad y
propagación
Alto poder viscosificante
Estabilidad buena y larga
en condiciones de yaci-
miento leves
Rentable, alta
capacidad de producción
en todo el mundo
no tóxico
Cizallamiento sensible
Sensible a temperatura y
sales
Sensible a producto
químico
degradación
Biodegradabilidad baja
Ventajas Desventajas
Caracteristicad del HPAM
Portafolio EOR Polímeros / SNF
+ m
n

11. 12
La química del polímero necesita ser cuidadosamente
seleccionada
Importancia de las características de la salmuera
Interacciones Polímero / Solvente describe la
conformación (aspecto físico) de las cadenas de
polímero en solución eficiencia.
Si las interacciones son ideales, las cadenas
macromoleculares se desenredan dentro del medio.
Expansión cadena de polímero Alta Viscosidad
Interacción Polímero / Solvente
Importantes nociones para entender las propiedades
de los polímeros dentro de la solución.
Un polímero es capaz de aumentar la viscosidad del
medio solo si las cadenas se expanden: este en un
medio donde el Polímero se ‘siente confortable’.
¿ Qué significa esto? Esto quiere decir que la interacción
Polímero / Solvente sera mejor desde el punto de vista
energético que la interacción Polímero / Polímero
Interacción Polímero Solvente
1% Poliacrilamida en H2O
(Viscosidad Brookfield) η = 5.000 a 6.000 mPa.s
(Brookfield UL @6 rpm )
1% Poliacrilamida en H2O + Etanol (70/30)
η = 700 a 800 mPa.s __
(Brookfield UL @6 rpm )
1% Poliacrilamida en Etanol
η = η of etanol __
(Brookfield UL @6 rpm )
Buen Solvente
Viscosidad depende del solvente
Polímero contraido
(MW = 8.106
Da)
Polímero contraido
(MW = 8.106
Da)
Polímero contraido
(MW = 8.106
Da)
H2O
70%H2O
30%Etanol
Etanol
El medio H2
O/Etanol no es un buen solvente
El polímero « se siente menos cómodo ».
La cadena macromolecular se desenrolla parcialmente.
Malas interacciones.
El polímero « se siente muy incómodo «.
El agua es un buen solvente
Cadena colapsada
Interacción Polímero / Polímero
Cadena expandida
Interacción Polímero / Solvente
Baja Viscosidad Alta viscosidad

12. 13
1% Poliacrilamida en H2O
η = 5.000 a 6.000 mPa.s
(Brookfield UL @6 rpm )
Copolímero Acrilamida / AMPS en H2O
η = 20.000 a 25.000 mPa.s
(Brookfield UL @6 rpm )
H2O
H2O
Expansión de las cadenas macromoleculares por
repulsión electroestática
Polielectrolitos
Polielectrolito es un polímero que contiene cargas
electroestáticas dentro la estructura macromolecular.
En un medio polar como H2
O, el polímero es capaz de
expandirse debido a las repulsiones electroestáticas
internas (estiramiento de las cadenas). Esto resulta en
una alta viscosidad.
Polimeros Asociativos
Espesador asociativo
Polímeros asociativos son polímeros hidrófilos
conteniendo algunos grupos hidrofóbicos. Una red es
creadaporinteraccioneshidrofóbicasenelagua.Estas
interacciones crean una red física y altas viscosidades
pueden ser obtenidas.
Interacción hydrofobic
Grupo hidrófobico
Cadena de Polímero soluble en agua
Pero si las sales son presentes / adicionadas, la
viscosidad disminuye debido a un “efecto pantalla”:
- Repulsiones disminuyen
- Las cadenas macromoleculares se retractan
- La viscosidad disminuye
Química
Polímero contraido
(MW = 8.106
Da)
Polímero contraido
(MW = 8.106
Da)

13. 14
Degradación del Polímero
y estrategias para minimizarlo
El valor de adición de polímero al agua de inyección
puede ser explicado considerando la ecuación de
radio de movilidad con el objetivo de alcanzar un valor
cercano de 1 de modo que el petróleo y el agua tengan
la misma movilidad dentro del yacimiento.
La manera más fácil para aumentar la viscosidad del
agua se demuestra en la siguiente ecuación.
Las poliacrilamidas son sensibles a las degradaciones
mecánicas, térmicos y químicas. Existen las pautas
existen y tienen que ser puestas en práctica para reducir
al mínimo las pérdidas de viscosidad.
Para esto se requiere:
- Seleccionar la mejor química,
-Proporcionarelmejorposibleprospectoelcualservirápara
protegerdelapresenciadeionesdivalentesyoxidantes,
- Usar el equipo específico para evitar cizallamientos y
el ingreso de oxígeno.
Estabilidad de Polímeros
Degradación mecánica
es causado por caídas de presión puntuales.
La degradación mecánica a través de dispositivos que
generan cizallamiento puede conducir a la reducción
significativa de la viscosidad.
Las poliacrilamidas son sensibles al cizallamiento el
cual degrada el polímero en pequeñas moléculas. Los
polímeros de menor peso molecular son mucho menos
sensibles al cizallamiento.
Se debe prestar atención a:
- Equipo de disolución e inyección en superficie
- Velocidad del fluido,
- Líneas de inyección (restricción, estrangulamientos)
- Superficie de perforaciones
- Permeabilidad del yacimiento,
- La reducción de la superficie de inyección por
taponamiento.
SNFhadefinidounconjuntodepautasdeingenieríapara
minimizar el cizallamiento en el equipo de superficie.
Degradación Mecánica
Degradación Química
Degradación Térmica Fluido Estable
M
Radio de Movilidad
Permeabilidad Relativa
del agua
Permeabilidad relativa
del aceite
Viscosidad del petróleo
Viscosidad del agua
=
kw
µw
ko
µo
Efecto de Hidrólisis
Tiempo
Pozo
Inyector
+ Efecto gradual de
dilución y retención
Reducción del Volumen hidrodinámico

14. 15
Degradación térmica
vinculado a la hidrólisis del polímero y a la
precipitación con cationes divalentes.
La microestructura del polímero y anionicidad deberían
ser seleccionados con cuidado y controlados para
minimizar la degradación térmica.
Los copolímeros acrilamida / ácido acrílico son estables
hasta 75°C. Por encima de 75°C y hasta 120°C, los
polímeros que contienen acrilamida / ATBS y/o otro
monomero térmico resistente pueden ser usados
(Flopaam los 100 y series Superpusher SAV).
Por encima de 50°C, la hidrólisis del polímero ocurrirá
generando un aumento de la anionicidad. Cuando
los aumentos de anionicidad están por encima de un
nivel crítico (35 % al 40 %) la precipitación con iones
divalentes (Ca2+
, Mg2+
) ocurrirán causando la pérdida
de viscosidad. Con un medio a alta temperatura de
yacimiento, los polímeros de baja anionicidad deberán
ser la opción preferida. La calidad del proceso de la
fabricación del polímero es esencial para evitar alta
polidispersidad .
Degradación química
es causado por radicales libres.
Es esencial reducir al mínimo la degradación química
eliminando los radicales libres, removiendo el oxígeno
e introduciendo nitrógeno en los equipos de disolución.
Secuestrante de radicales libres.
SNF proporciona estos productos con una cantidad
mínima de secuestrante de radical libre. Para
aumentar la protección, paquetes específicos (F3P) son
desarrollados por SNF y ajustados a cada caso.
Remoción de oxígeno
Los secuestrantes de oxígeno (por ejemplo amonio
bisulfito) disminuyenelcontenidodeO2
debajode20ppb.
La cantidad de secuestrante debería ser limitada para
evitar degradación en caso de ingreso de oxígeno.
Inyección de nitrógeno
El equipo de disolución puede introducir una cantidad
grande de oxígeno en la solución inyectada.
Es necesario cubrir las instalaciones de disolución e
inyección con Nitrógeno para prevenir el ingreso de
oxígeno.
Química
Fe2+
O2
O2
H2S
O2
Mg2+
Ca2+
Hidrólisis Temperatura:
Incremento de cargas
negativas
Precipitación
con divalentes
Limite de temperatura para co-polímeros sulfanatados AN-125
Co-polímerosATBS(FlopaamAN125)w/oO2 ycationesdivalentes
Nuevo rango de polímeros para altas temperaturas
Adición de NVP genera estabilidad a temperaturas altas w/o O2
cationes divalentes
Concentración de Polímero : 3,000 ppm
O2 : 0ppb
Brookfield, UL Spindle, 6rpm, 85 C
Salmuera : 50,000 TDS, no Ca2+, No carbonatos
12
0
10
8
6
4
2
0 60
10 20 30 40 50
90˚C
100˚C
110˚C
120˚C
12
0
10
8
6
4
2
0 60
10 20 30 40 50
90˚C
100˚C
110˚C
120˚C
Tiempo (dias)
Viscosidad
(cps)
Tiempo (dias)
Viscosidad
(cps)
Efecto negativo de la alta temperatura

15. 16
El uso de surfactantes y Alcalinos
en EOR
La humectabilidad es la connotación de la preferencia
de un líquido para extenderse sobre una superficie
sólida en presencia de un segundo líquido. Este
es cuantificado por el ángulo de contacto que
representa una gota de líquido depositado sobre una
superficie plana: más pequeño el ángulo, más alto la
humectabilidad.
Por ejemplo, se puede distinguir yacimientos mojados
por agua (granos mojados por agua) y yacimientos
mojados en aceite (granos mojados por aceite).
Factores que afectan humectabilidad del Yacimiento
- Composición del petróleo
- Mineralogía de la roca
- Composición y pH del agua de formación
- Presión y temperatura del yacimiento
Tensión Interfacial (IFT)esto se define como la tensión
(fuerzas) que existen entre dos fluidos inmiscibles
(aceite y agua).
El aceite que permanece después de una inyección de
agua se debe a:
- Atrapado por fuerzas capilares
- Desviado (a causa de un mal radio de movilidad)
EOR: ¿Cómo movilizar el aceite?
No desplazado: modificación del radio de movilidad
por incremento de la viscosidad del agua:
inyección de polímero
Si queda atrapado por fuerza capilares:
Incremento del número capilar (fuerzas viscosas /
fuerzas capilares (IFT))
Disminuirlasfuerzasdetensióninterfacialporinyección
de surfactantes por ejemplo
Surfactantes son los compuestos que estabilizan las
mezclas del aceite y el agua reduciendo la tensión
superficial en la interface entre las moléculas de aceite
y agua. Los surfactantes son antifilicos por naturaleza,
es decir, contienen 2 distintas unidades estructurales:
Yacimiento mojado en agua
Ejemplo de medio mojado en agua (θ<90°)
Yacimiento mojado en aceite
Grano
Aceite
Aceite
Agua
Superficie
solida
Á
n
g
u
l
o
d
e
c
o
n
t
a
c
t
o
Agua

16. 17
Cola o grupo hidrófobo tiene poca afinidad con el
agua - este grupo es generalmente una cadena de
hidrocarbonos (Alcalinos).
Cabeza o grupo hidrófilo que tiene afinidad fuerte
con el agua, puede ser neutro o cargado.
Alcalinos
Inyección de agua alcalina: proceso donde el pH
del agua de inyección es aumentado por adición
de alcalinos (carbonato de sodio, silicato de sodio,
hidróxido de sodio, hidróxido de potasio). Los
alcalinos reaccionan con los compuestos ácidos del
petróleo crudo que conduce a bajar las fuerzas de
tensión interfacial (IFT), emulsificación del aceite en
elaguaysolubilizaciondecapasrígidasinterfaciales.
Los alcalinos puede reaccionar con la roca lo que
conlleva a la alteración de la humectabilidad.
CEOR en breve:
Polímero
Aumenta la viscosidad del agua
Surfactantes
Baja IFT
Cambia la humectabilidad de la roca
Genera espumas o emulsiones
Alcalinos
Reacciona con el petróleo crudo para generar
jabones (surfactantes)
Aumento del pH
Altera la humectabilidad de la roca
Altera la química de la roca reduciendo la adsorción
de los surfactantes.
EOR: Otros procesos
Inyección gas miscible
Combustión in-situ
Inyección de vapor
Degradación microbiana
Objetivo final: recuperar la mayor cantidad de aceite
técnica y físicamente posible. Es necesario tener un
buen conocimiento de la geología, el yacimiento, los
fluidos …
Flujo de Surfactante
Mobilización
Solubilización (Microemulsiones)
Petróleo atrapado en saturacion residual
Cola
Hidrófobica
Cabeza
Hidrofilica
Aniónico
(Fosfatos, sulfatos, ...)
Catiónico
(amonio cuaternario)
Anfotérico
(betaines)
No iónico
(Etoxilados)
Química

17. 18
SNF proporciona soluciones dedicadas y servicios
de ingeniería para diseñar, construir y manejar siste-
mas de inyección de polímero.
Remolques de Fracturamiento
Remolques de inyección de Polímero
Estándar PIU 300
Unidad de sistema de polímero
Unidad de inversión de emulsión, dilución e inyección
Unidad ASP
Polímero en la costa/ instalaciones ASP
Unidades costa afuera
Contrucciones modulares costa afuera
….
Cada sistema es diseñado por requisitos del cliente.
Unidades de inyección estándar también existen para
una implantación rápida.
Experiencia : Hidratación del polvo
FLOQUIP PSU es una unidad de corte que ayuda a dismi-
nuir el tiempo de disolución del polímero pulverizado.
Tecnología patentada de SNF
Concentración encima de 15.000 ppm
No ojos de pescado, no se requiere filtración
Inertización con Nitrógeno
Menos equipos respuestos: reducido 3 a veces
+
+
+
+
+
Servicios de Ingeniería
Multifuncionales
SNF en la Recuperación Mejorada del Petróleo
0 0h05 0h10 0h15 0h20 0h25 0h30 0h35 0h40 0h45 0h50 0h55 1h00
FLOQUIP PSU™
FLOPAAM FP 3630 S - 10,000 ppm - 20˚C
Tiempo de disolución (horas)
mezcla estándar
Viscosidad
(cps)

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SNF en la Recuperación Mejorada del Petróleo
Sistemadedescargaparasacosgrandes
Silo de almacenaje de polvo
Unidad de mezcla PSU 300
Tanque de maduración con agitadores
Bombadetransferenciadesoluciónmadre
Bomba de alta presion de inyección
Paquete completo E & I
Panel de control eléctrico y Sistema HMI
Sistema de detección de fuego y gas
Alcance Principal
Diseño detallado
Compra y suministro de equipo
Pruebasdefabricaalosequiposprincipales
Construcción de las unidades
Comisionado, SAT y puesta en marcha
Paquete E&I (VSD + MCC)
Cableado E& I
Sistema montado en unidades
Opcional
Pruebas en Agua
Pruebas en Polímero
Formación
Operación y Supervisión
Unidad estandar de
inyección de polímero PIU 300
FLOQUIP™ PSU – Conexiones de proceso
1 Filtro magnético
2 Tornillo dosificador de polvo de
polímero / motor
3 Conección flexible
4 Valvula de aislamiento
5 Cono de humectación
6 Cabeza de corte (rotor / estator)
7 Motor electrico / correa / poleas
1
3
5
7
2
4
6
Polvo de
Polímero
Nitrógeno
(Opcional)
Agua
Principal
Solución
Madre
Agua
Secundaria
FLOQUIP™ PSU – Diagrama de flujo típico
Polímero
en Polvo
Inyeccion de
Nitrógeno
(opcional)
Tanque de Maduración
FLOQUIP PSU
Inyección
Agua
Bombas de
Transferencia

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Proyectos
Proyectos Costa Afuera
Varias instalaciones de unidades
SNF tiene una gran experiencia en el diseño e
instalación de unidades. Más de un centenar de
unidades ya operan en todo tipo de climas.
Nuestras instalaciones tienen muy poco impacto, el
cual lo hace ideal para operaciones costa afuera ya
sean fijadas a plataformas o en FPSO.
Nuestras unidades son completamente funcionales
tanto en artico como el valle de Alberta y Siberia
hasta las temperaturas extremadamente altas que se
encuentran en la Península Arábica.

20. 21
Grandes proyectos
SNF en la Recuperación Mejorada del Petróleo
Es preferible en algunos casos instlar los equipos
directamente en campo en vez de instalarlos en
unidades.
SNF también proporciona grandes proyectos
totalmente equipado para operaciones de campo
completo.

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Proyectos
Proyectos Claves - Disolución
PSU 600 - Brasil PSU 1,500 - USA PSU 3,000 - Canada
El tamaño estandar de la PSU es la PSU300 la
cual puede procesar 300 Kg de polímero en polvo
por hora, 24 horas por día. SNF puede a su vez
suministrar grandes modulos como la PSU 600 en
Brasil, la PSU 1500 en Estados Unidos y la PSU 3000
en Canada.

22. SNF SAS
ZAC de Milieux
rue Adrienne Boland
42163 Andrezieux Cedex
FRANCE
tel : + 33(0)4 77 36 86 00
fax : + 33(0)4 77 36 86 96
info@snf.fr
www.snf-group.com
SNF HOLDING Co.
1 Chemical Plant road
Riceboro, Georgia 31323
UNITED STATES
tel : +1 912 884 3366
fax : +1 912 884 5031
info@snfhc.com
www.snf.us
SNF (CHINA) FLOCCULANT Co. Ltd.
Taixing economic development zone
West of Tongjiang road
Taixing City Jiangsu Province 225442
CHINA
tel : +86 523 767 6300
fax : +86 523 767 6430
commercial@snfchina.com
www.snfchina.com
Oil-EOR Handbook ESP. Edition 2016
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